非均相复合驱油体系注入方式优化研究

全从刚，王 翔，廖奉武

(长江大学 石油工程学院，湖北 武汉 430100)

随着胜利油田开发进入高含水期，储层非均质加剧，剩余油分布零散，非均相复合驱技术成为聚合物驱后油藏进一步提高采收率的接替技术。非均相复合驱油体系由粘弹性颗粒，聚合物和表面活性剂构成。其中组分浓度，注入速度和段塞用量对非均相复合驱效果造成影响[1-3]，在低油价形势下，由于非均相复合驱中B-PPG和表面活性剂成本高，如何在保持非均相复合驱油效果基础上降低B-PPG和表面活性剂的用量，对于化学驱降本增效具有意义。因此本文针对胜利油田非均质油藏条件下，采用填砂管并联物理模型研究了笼统注入和交替注入对非均相复合驱驱油效果的影响。

1 实验部分

1.1 实验材料

B-PPG(胜利油田提供)；聚合物：北京恒聚(胜利油田提供)；表面活性剂：胜利石油磺酸盐SLPS，非离子型表面活性剂(胜利油田提供)；胜利孤岛油田地层水(矿化度7101 mg·L-1，离子组成见表1，胜利油田提供)；不同目数石英砂；原油：胜利油田脱水原油。

表1 胜利孤岛油田地层水离子组成

1.2 实验仪器

DQ-1型多功能岩心驱替装置，ISCO恒速恒压泵，精密压力表(量程0.1～0.4MPa)，中间容器，六通阀，长填砂管模型(φ2.5 cm×50 cm)，烘箱，JJ-1型搅拌器，恒温水浴锅，不同量程规格量筒(250 mL、10 mL和5 mL)。

1.3 实验方案

1.3.1 实验流程

(1)利用湿填法填制高、低渗填砂管，测定孔隙体积。其中利用60～80目石英砂填制高渗填砂管，利用80～100目和160目石英砂以质量6∶1混合填制低渗管。

(2)以1.0 mL/min的水驱速度测定高低渗填砂管的渗透率，70 ℃条件下，以0.1 mL/min的速度饱和油，油驱水至不出水为止，计算束缚水饱和度和原始含油饱和度。

(3)将填砂管用死堵封闭后置于70 ℃烘箱中老化24 h，进行驱油实验。

(4)以1.0 mL/min的速度水驱至产出液含水率为95%，转注0.3PV 浓度为1500 mg·L-1聚合物，转后续水驱至含水率为98%，再注0.05PV B-PPG+聚合物前置和等成本于0.3PV B-PPG+聚合物+表面活性剂主段塞，再转后续水驱至含水率为98%。

1.3.2 实验方案

方案一、基础实验方案，前置段塞：B-PPG+聚合物；主段塞：B-PPG+聚合物+表面活性剂。

方案二、前置段塞：B-PPG+聚合物；主段塞：聚合物+表面活性剂。

方案三、前置段塞：B-PPG+聚合物；主段塞：非均相/二元交替注。

2 实验结果与讨论

2.1 笼统注入方式下改变主段塞B-PPG浓度

实验方案1,2均采用笼统方式注入，在前置段塞后将化学剂一次注入完毕。 在等成本的化学剂用量下，当主段塞中不添加B-PPG时，非均相驱阶段提高采收率17.4%较之添加B-PPG时的18.2%略有降低。在实验2#中，在注完前置段塞之后，注入压力开始迅速降低(见图1，2)，不利于整体采收率的提高。注入压力降低的同时，低渗管的吸液量也迅速降低，低渗管的动用程度也随之降低，在不加入B-PPG后，低渗管的吸液量降低了5%左右。可见非均相符合体系调整吸水剖面能力强于二元体系，驱具有更强的提高波及能力[4-5]。

图1 主段塞非均相驱油效果

图2 主段塞二元驱油效果

2.2 交替注入方

实验3采用交替注入的方式，将主段塞分为非均相体系和二元体系交替注入。在等成本的化学剂用量下，交替注入时非均相驱阶段提高采收率为22%，分流率曲线能够反映非均相驱后吸水剖面的改善情况，从图3可以看出：交替注入时，在注入非均相驱油剂后，低渗的吸水效果迅速改善。因为单次注入B-PPG量大，对高渗层的封堵效果明显，但由于之后的二元注入使得B-PPG发生运移，封堵效果减弱，低渗的吸液效果回复到非均相复合驱之前的水平。

图3 交替注入驱油效果

这说明低渗层是否得到有效动用直接决定了非均相复合驱效果的程度，这也是交替注入能够改善驱油效果的主要机理[6-7]。

图4 非均相复合驱各阶段提高采收率效果

3 结论

(1)单一段塞注入改变B-PPG的用量对最终驱油效率影响不大，这也主要是因为B-PPG能够通多孔介质发生运移，具有较强的扩大驱替相和波及体积的能力，但其洗油能力不够，需要与聚合物及表面活性剂配合使用。

(2)多段塞交替注入提高采收率的效果要明显高于单一段塞注入，非均相复合驱阶段采收率比单一段塞注入高4%以上。但是选择合适的交替周期来均衡每一段塞的非均相驱油剂用量也很关键，周期太短B-PPG发生运移快，调剖效果持续时间短，周期太长B-PPG的用量不够不能在孔吼处堆积堵塞，调剖效果差。

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